二氧化碳地质封存系统泄漏风险研究进展

CO₂地质封存技术是缓解温室效应的重要手段,而对于地质封存系统泄漏风险的评价是确保CO₂安全高效封存的前提。针对CO₂泄漏风险,系统论述了CO₂地质封存系统中井筒和盖层因素对CO₂泄漏风险的影响机理,包括固井质量、CO₂腐蚀及井筒组合体受交变应力损坏等,以及盖地比、盖层厚度、岩性等对盖层低速渗漏和高速泄漏的影响。最后,论述了基于上述影响因素综合作用下的井筒泄漏风险评价方法、盖层泄漏风险评价方法和CO₂封存系统泄漏风险综合评价方法,并指出了不同评价方法的优缺点。该研究可为CO₂地质封存工程中的选址、选层和泄漏风险评估提供理论支持。     

CO2地质封存系统泄漏风险评价

CO₂地质封存是缓解温室效应的重要手段，而封存系统的泄漏风险评价是安全封存的基础。首先，综合分析影响CO₂地质封存系统泄漏的因素，认为诱发泄漏风险的原因主要是CO₂低温冷流体产生对井筒和盖层的交变应力和CO₂-水-岩腐蚀反应综合作用下导致井筒和盖层的完整性失效。考虑多因素综合作用对CO₂地质封存系统泄漏的影响，并基于模糊综合评价理论(FCE)，建立了CO₂泄漏风险因素间的层次关系模型，进行了CO₂地质封存系统泄漏风险评价，其过程包括应用非线性正态隶属函数建立CO₂泄漏风险因素对评语的隶属度矩阵，并应用层次分析方法构建泄漏风险影响因素间的比较矩阵，以获得泄漏风险因素的权重子集，并对给定实例CO₂地质封存系统泄漏风险进行评价，进而得出所评价的CO₂地质封存井筒当前处于泄漏低风险，盖层处于泄漏中风险，封存系统处于泄漏中风险。通过采集CO₂地质封存过程中泄...     

利用CO2 开采海底天然气水合物影响因素分析

通过介绍气体水合物的晶体结构,从热力学方面论证了利用CO₂开采海底天然气水合物的可行 性,并分析了铠甲效应、温度、压力、晶体结构、晶穴充满度、多孔介质、盐度、添加剂及乳化等多种因素对CO₂与CH₄ 水合物置换反应的影响,最后指出今后研究的重点应为采取各种措施强化反应过程。该研究 成果为CO₂封存和海底天然气开采研究提供了一种新思路。     

基于VOF方法的超临界二氧化碳——水两相流动孔隙尺度数值模拟

二氧化碳(CO₂)捕集与封存技术有利于减少CO₂的排放量，近年来针对CO₂地质封存形成了从纳米尺度到油气藏尺度的大量研究成果，大多数研究只针对单一维度多孔介质中流动行为开展研究，且物理实验方法受许多不确定性因素影响，十分耗费时间和成本。为了从微观角度深入理解CO₂地质封存过程中的渗流行为，提高CO₂地质埋存量，基于追踪两相界面动态变化的VOF(Volume of Fluid)方法，分别建立了2D和3D模型，开展了超临界CO₂-水两相流动数值模拟研究，对比了不同润湿性、毛细管数、黏度比条件下的CO₂团簇分布特征、CO₂饱和度变化规律，揭示了孔隙尺度CO₂埋存的内在机理。研究结果表明：①随着岩石对CO₂润湿性增加，CO₂波及范围扩大，同时CO₂团簇的卡断频率减少，CO₂埋存量增加；②随着毛细管数的增加，驱替模...     

超临界CO2作用下无烟煤结构响应特征及高压吸附机理

中国深部煤层气资源丰富,将CO₂注入深部煤层,在提高煤层气采收率同时,还可实现CO₂地质封存(CO₂-ECBM)。通常,深部煤层CO₂处于超临界态并显著影响煤体吸附能力,但对于超临界CO₂作用下煤体结构演化及吸附机理尚不清晰。为此,以山西晋城成庄矿二叠系山西组三号煤层为研究对象,开展了无烟煤对超临界CO₂的高压吸附实验,结合傅里叶变换红外光谱(FTIR)、X射线衍射光电子能谱(XPS)测试及比表面积(BET)测试,分析了超临界CO₂高压吸附引起的无烟煤化学结构与孔隙结构响应特征,最后揭示了无烟煤对超临界CO₂的高压吸附特性及吸附机理。研究结果表明：(1)超临界CO₂高压吸附存在突变点,35℃时突变点位于临界压力(8 MPa)附近,在突变点处的吸附能力最小;(2)超临界CO₂可使芳香环枝接官能团、醚氧键、羟基氢键断裂,脂肪结构甲基脱落,可为CO₂提供...     

人工裂缝参数对CO2-ESGR中CO2封存和CH4开采的影响

目的 页岩储层中的裂缝系统对CH₄产量和CO₂封存量有着重要的影响,不同的储层地质特征有其对应的最优压裂方案。对鄂尔多斯盆地延长组页岩储层人工裂缝参数对CO₂封存和CH₄开采的影响进行分析。方法 基于鄂尔多斯盆地延长组页岩储层地质条件建立了页岩基质-裂缝双孔双渗均质模型,分析CO₂增强页岩气开采技术(CO₂-ESGR)中人工裂缝半长、裂缝宽度、裂缝高度、裂缝间距和裂缝数量对CO₂封存量和CH₄产量的影响。结果 CO₂封存量和CH₄产量与裂缝半长、裂缝宽度和裂缝高度呈正相关,其中裂缝宽度的影响最大,从5 mm增加到25 mm时,最多可使CO₂封存量和CH₄产量分别增加112.69%和87.11%。裂缝间距和裂缝数量增加可提高CO₂封存量和CH₄产量,但水平井长度相同时裂缝数量增加对CO...     

超临界CO2管道破裂泄漏影响探讨

近年来，随着碳捕集与封存的需求不断提高，CO₂输送管道成为关键支撑，大规模发展趋势明显。相比气态输送，长距离CO₂输送管道采用超临界输送模式经济性更好，但具有泄漏后压力台阶较高、管道止裂韧性要求较高、泄漏后果与油气介质不同等显著特点。尤其对于超临界CO₂管道泄漏问题，受CO₂密度大于空气、具有窒息性等特性影响，泄漏后果分析日益受到关注，值得深入研究。目前，国内外已经发布了相关CO₂管道输送技术规范，但未见对泄漏后果定量分析方法与临界阙值指标的明确要求，对工程设计的详细指导尚显不足，且鲜有与实验测试结果分析比对的探讨。基于CO₂相态特点，结合超临界CO₂输送特点，探讨了超临界CO₂泄漏后果的安全阙值选取问题，开展了国外超临界CO₂管道破裂实验的深度调研，比对性地开展了超临界泄漏后果模拟分析。研究表明，推荐选择摩尔浓度4%作为CO₂线路管道破裂影响范围评价浓度值；国外大规模...     

不同分解温度下记忆效应对CO2/CH4混合气体水合物合成的影响

在非常规天然气以及天然气水合物二氧化碳(CO₂)置换开采过程中，明确CO₂/CH₄混合气体水合物(以下简称“CO₂/CH₄水合物”)的合成和分解机理，对水合物法分离混合气体、CO₂封存与CH₄高效开采有重要意义。以多孔介质+去离子水体系中的CO₂/CH₄水合物为研究对象，进行了二次合成和分解实验，研究了分解时间为0.5 h、分解温度为5～25℃条件下的记忆效应对CH₄/CO₂水合物合成的影响，主要从二次合成诱导期、气体消耗量和消耗速率，以及各组分气体消耗情况3个方面进行了分析。结果表明，分解温度越低，二次合成诱导期越短；记忆效应降低了二次合成速率；当分解温度为10℃时二次合成速率最快，气体消耗速率峰值为8.10 mmol/min；在相同的合成温度和压力下，升温分解后的记忆效应使二次合成时CO₂水合物合成量提高至初次合成量的1....     

一种基于组分闪蒸运算的CO2驱动态埋存潜力计算方法

CO₂驱油与埋存具有经济效应和环保作用,计算CO₂埋存潜力对油藏开发方案设计和安全封存意义重大。已有的潜力计算方法主要针对CO₂的静态埋存潜力进行粗略估算,不能考虑油田的生产实际。为此,提出了一种基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法, 方法基于组分闪蒸运算,考虑了油田的生产实际和CO₂驱的埋存机理,可以计算溶解CO₂、束缚CO₂、自由CO₂和总的CO₂埋存潜力。研究表明:随着埋存时间的增加,会有自由CO₂转变成束缚CO₂和溶解CO₂;经历过水驱开发的油藏,地层水含量高,不能忽略CO₂在地层水中的溶解。基于组分闪蒸运算的CO₂驱动态埋存潜力计算方法可以计算不同种类油藏不同开发方式的动态埋存潜力,方法简单实用且符合生产实际。     

低渗透油藏CO2驱不同注入方式对提高采收率与地质封存的适应性

低渗透油藏已成为中国油气开发的重要领域，开展CO₂驱可实现提高采收率和CO₂地质封存的双重目的，但不同的注入方式对其适应性存在差异。以某低渗透油藏典型物性和流体参数为例，利用数值模拟手段论证了CO₂连续注入(CGI)、水气交替注入-气水段塞比恒定(CWAG)和水气交替注入-气水段塞比逐渐减小(TWAG)3种不同注入方式对提高采收率和地质封存的适应性。研究结果表明，3种注入方式对于渗透率为1 mD的储层累积产油量和CO₂埋存量最高，采用生产气油比约束的工作制度更有利于CO₂驱提高采收率或地质封存。CGI注入方式在生产气油比界限为0.4倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂地质封存项目，CWAG注入方式在生产气油比界限为0.2倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂驱提高采收率和地质封存相结合的项目，而TWAG注入方式在生产气油比界限为0.6倍的最大生产气油比约束下生产，更适合CO₂驱提高采收率项目。     

天然气藏 CO2驱及地质埋存技术研究进展

目前,随着 CO₂ 排放量的增加,全球温室效应日趋显著, CO₂ 的处理问题显得愈加重要。 中国现阶段的 CO₂ 埋存点均为油藏或盐水层,将干气藏 CO₂ 驱与其埋存相结合的研究甚少,现场试验更是没有。为此,调研了大量国外的相关研究,综述了目前已有的衰竭干气藏 CO₂ 驱及地质埋存示范工程,并结合已发表的气藏 CO₂ 驱室内实验与数值模拟研究成果,分析了影响 CO₂ 驱提高气藏采收率(EGR）的各个因素, CO₂ 驱的优缺点及发展方向,以及今后在低渗致密气藏 CO₂ 驱方面应做的工作。 结果表明： CO₂ 埋存于干气藏中安全可靠、存储量大、成本低,同时可采出部分剩余天然气;束缚水可减弱储层非均质性对干气藏 CO₂ 驱的影响;在中高渗气藏中,与气态 CO₂ 驱相比,液态或超临界态 CO₂ 驱效果更好;进行气CO₂ 驱开注时气藏压力越小,注入压力和注入速度越大,其提高采收率效果越好。     

An Integrated Decision Support System for Management of CO2 Geologic Storage in the Weyburn Field

Geologic storage of CO₂ in depleted oil reservoirs is considered to be an effective approach for both facilitating GHG sequestration and enhancing oil recovery. However, as a potential problem in the long run, risks associated with geological storage of CO₂, such as leakage to the groundwater and atmosphere, might pose significant threats to local communities and surrounding environment. Identification and evaluation of such risks are essential for the long-term management of CO₂ storage. Doing so requires a set of advanced technologies in order to well understand the long-range transportation of CO₂ and its impact mechanisms. This study developed an integrated decision support framework for the Weyburn Field. This system included modules of data management, inexact hybrid numerical simulation, optimization for CO₂ EOR processes, hybrid fuzzy-stochastic risk assessment, and post-modeling analysis. A user-friendly interface was designed through visual language programming. Such an effort would provide project managers with a collection of measures for analyzing and visualizing operations and development of different applicable technologies. Valuable information can be provided to EOR project operators about what might be required for new projects or project expansions and how to go about gathering and using the data they will need.     

SCREENING CRITERIA FOR CO2 STORAGE IN OIL RESERVOIRS

Oil fields are likely to the first category of geologic formation where carbon dioxide (CO₂) is injected for sequestration on a large scale, if geologic sequestration proves feasible. About 1.4 BCF per day (69 300 tonnes/day) of CO₂ are currently injected for oil recovery in the U.S. Replacing this naturally occurring CO₂ with anthropogenic CO₂ would have a minor, but measurable, effect on overall CO₂ emissions. However, CO₂ is injected into only a small fraction of reservoirs and it is estimated that upwards of 80% of oil reservoirs worldwide might be suitable for CO₂ injection based upon oil recovery criteria alone. These facts combined with the generally extensive geologic characterization of oil reservoirs and the maturity of CO₂-oil recovery technology make oil reservoirs attractive first targets as CO₂ sinks. This paper lays the groundwork necessary to evaluate whether an oil reservoir might be suitable for CO₂ storage. As such, a series of criteria for injection into currently producing, depleted, or inactive reservoirs are proposed. Aspects considered include the reservoir depth, storage capacity, water and oil volumes in place, formation thickness, and permeability. Importantly, the effect of oil production on reservoir properties, especially fault movement and induced fractures must be gauged and included in assessments. It is demonstrated that CO₂ density with depth alone is not a sufficient criterion for choosing candidate sites. It is necessary to consider also porosity and the amount of water and oil that are displaceable. The end result is a criteria table for rapid screening of candidate reservoirs.     

地层水对凝析气藏注CO_2相态的影响

常规的凝析气藏衰竭开发和注CO_2开发研究中均忽略了地层水的影响,这与真实情况存在偏差,有可能导致研究结果的不确定性加大。为此,基于CO_2—烃—水相平衡热力学模型,以一个实际近临界凝析气藏为例,通过相态模拟研究了地层水存在对凝析气藏反凝析相态特征和注CO_2相态的影响规律;计算了考虑地层水存在的凝析气定容衰竭反凝析液饱和度和剩余流体组成,以及注CO_2过程中凝析油气相体积分数和CO_2在凝析油气相中体积分数的变化规律。结果表明:1考虑地层水时定容衰竭的反凝析油饱和度更大,剩余流体重组分含量更高;2近临界凝析气藏压力衰竭过程中,由凝析气转变为挥发油的相变发生得更早;3在注CO_2过程中,地层水的存在使得CO_2对凝析油的反蒸发作用降低;4考虑地层水存在时凝析油相体积分数高约14%,CO_2在凝析油中溶解量比不考虑地层水大6%,CO_2含量高和压力较高时差异更明显,同时,地层水的存在也增强了CO_2的溶解封存能力。该研究成果对凝析气藏注CO_2提高采收率和温室气体CO_2埋存评价具有指导意义。     

Screening of Oil Pools on Alaskan North Slope and Phase Behavior Study of Viscous Oil and CO2 System in Conjunction with CO2 Sequestration

Carbon dioxide gas, a greenhouse gas (GHG), is released in the atmosphere by combustion of solid waste, wood, and fossil fuels for energy generation. Due to conspicuous absence of CO₂ sequestration studies for Alaska, the study of CO₂ sequestration options on North Slope has a very important role to play. The screening of the oil reservoirs to evaluate the technical feasibility with respect to their CO₂-EOR potential was performed by calculating the rank of the oil reservoirs with parametric approach. CMG-WinProp® simulator was used to predict phase behavior for CO₂ injection in viscous oil by tuning the equation-of-state.     

二氧化碳驱替与埋存一体化数值模拟

目前数值模拟无法同时计算CO₂在油、气、水相中的分配及水相中溶解CO₂对储层物性的影响。针对该问题,应用CO₂驱替与埋存一体化数值模拟,通过耦合油气两相闪蒸、CO₂在水中的溶解和溶蚀作用,同时模拟CO₂在油气水三相中的分配、溶解CO₂对储层物性的影响、CO₂驱油与埋存全过程。研究结果表明:CO₂溶于地层水后形成碳酸溶蚀岩石,导致储层渗透率增加,作用时间越长,溶蚀效果越明显;CO₂在水相中的溶解和溶蚀作用对累计产油量和CO₂埋存量均有影响,在研究CO₂驱替与埋存问题时需要同时考虑溶解和溶蚀作用,才能反映生产实际。对濮城油田沙一下储层进行数值模拟研究,证明了CO₂驱替与埋存一体化数值模拟方法准确。该研究对CO₂驱油与埋存项目的方案设计和CO₂埋存潜力评价具有借鉴和指导作用。     

重力分异和非均质性对天然气藏CO2埋存的影响——以中国南方ＸＣ气藏为例

在含CO₂的天然气藏中实施CO₂长期稳定埋存并提高天然气采收率,实现CO₂的规模化综合利用,具有重大的现实意义。为此,以一个真实的含CO₂浅层废弃气藏为埋存靶场,运用数值模拟方法,设计了纵向非均质气藏剖面模型,用于研究气藏储层在正韵律、反韵律以及复合韵律条件下气体运移对超临界CO₂稳定埋存的影响,并重点研究了重力分异和地层非均质性条件下的流体运移规律。结果表明：不同韵律剖面模型在注超临界CO₂埋存及开采剩余天然气过程中,作为反韵律的目标气藏注超临界CO₂埋存过程在生产井突破最晚,吸入的超临界CO₂量最大,天然气累计采出量最多,其超临界CO₂埋存潜力相对最大;重力分异可引起超临界CO₂与天然气之间产生非平衡态相的分离,天然气向气藏高部位运移,CO₂最终趋向于形成“超临界CO₂垫气”,可以很稳定地沉积在气藏下部形成“垫气”埋存。该成果为实现CO₂减排、降低CO₂捕集与埋存技术（ＣＣＳ）成本提供了技术支撑。     

CO2的埋存与提高天然气采收率的相行为

CO₂捕集与埋存可实现大气中CO₂的有效降低,但成本高昂,而处于特定温度压力范围的气藏可保证超临界CO₂的稳定埋存,是其理想的埋存靶场。研究认为：气藏中所储存的具有开发潜力的天然气会挤占超临界CO₂的地层空间,影响其稳定埋存;选择适合的超临界CO₂稳定埋存深度,在埋存的同时利用CO₂驱替开采天然气,有利于CO₂埋存并降低成本;在向气藏注入CO₂提高天然气采收率的过程中,CO₂驱替地层天然气的过程是“混相驱替”。根据PY干气藏温度、压力条件,在CO₂与天然气混合体系PVT相态特性实验测试基础上,运用状态方程模拟方法,分析了3种不同流体带特别是超临界CO₂天然气过渡带的偏差系数、地下体积比、密度、黏度的变化,明确了利用气藏实施超临界CO₂稳定埋存与注CO₂提高天然气采收率相互配套的必要性和可行性,并据此给出PY气藏在实施注入CO₂提高天然气采收率技术时,超临界CO₂可行的注入深度和采气压力范围。     

鄂尔多斯盆地油沟区长4+51低渗透油藏二氧化碳驱先导试验

鄂尔多斯盆地低渗透油藏储量丰富,但注水驱油效果不佳且陕北地区水资源匮乏,亟需新的驱油技术降本增效。为此,基于吴起油沟油区长4+51油藏特征,利用20 m细管在60 ℃下进行了CO₂驱替模拟实验,在此基础上,结合油藏特征设计了施工参数,并选取了5个井组进行CO₂驱先导试验,通过注CO₂前后地层压力对比、CO₂驱油效果、实施区CO₂泄露监测对现场施工情况进行了分析。研究表明:长4+51低渗透油藏满足CO₂混相驱的要求,井口压力8 MPa、流速0.6 t/h的施工参数可保障其混相,CO₂可在储层中均匀推进,地层压力稳步回升,注气2年同比注水驱油增产原油2 935.6 t,其换油比为3.03∶1,且在试验区土壤中未监测到CO₂泄漏。该研究可为碳捕集、利用与封存(CCUS)技术在鄂尔多斯盆地的安全推广提供技术支持,为保障延长油田稳产及陕北地方经济可持续发展提供技术参考。